渤海湾盆地渤中凹陷西次洼中生界古潜山油气成藏过程

谢玉洪 罗小平 王德英 徐春强 徐云龙 侯明才 陈安清

1. 中国海洋石油集团有限公司 2.“ 油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学3. 成都理工大学能源学院 4. 成都理工大学沉积地质研究院

0 引言

古潜山（以下简称为潜山）油气藏是指位于区域不整合面下较老地层中的凸起含油气体，其烃源主要来自于上覆及侧向较新烃源岩，不整合面或断层面充当油气运移的通道[1]。近年来，在渤海湾盆地渤中凹陷周缘凸起带及斜坡带发现了一系列大中型潜山油气田，如蓬莱9-1油田、渤中28-1气田等。前人的大量研究成果表明，其均具有“新生古储”“晚期快速充注成藏”“侧源凹陷供烃—断裂不整合输导—油气仓式成藏”的特点[2-6]，对该区的潜山油气勘探工作起到了重要的指导作用。以潜山为主的复式油气聚集带是渤海湾含油气盆地的重要油气富集形式[7-8]。由于潜山储层及构造特征的差异性，不同构造带的油气成藏差异性也较大。笔者基于前人对该区沉积—构造演化特征方面的研究成果，通过分析渤中凹陷西次洼（以下简称渤中西次洼）的烃源岩特征、油—源生物标志化合物特征、输导体系及成藏期次等油气成藏关键性要素，系统研究了其油气成藏的主控因素，并建立了该次洼中生界潜山油气富集成藏模式，以期为渤中凹陷周缘油气勘探奠定基础。

1 地质概况

渤中西次洼位于渤中凹陷西北区，被沙垒田凸起带及石臼坨凸起带所夹持，其东南方为渤中凹陷主洼[9]（图1），主要包括北部陡坡带、东北沙垒田凸起斜坡带、曹妃甸12-6构造带、渤中8构造带以及西次洼主洼等多个Ⅱ级构造带。

渤中西次洼地层由新到老分别包括：新近系明化镇组（N2m）为泥岩、砂岩混合沉积，馆陶组（N1g）主要为砂岩沉积，二者均为新近系储层；古近系东营组（E3d）及沙河街组（E2s）主要发育暗色泥岩，少量砂岩条带沉积，其中沙河街组三段作为主要的烃源岩层；中生界（Mz）火山岩及太古界（Ar）花岗岩潜山风化壳，为潜山储层。该区自上而下可以划分出3套油气成藏组合，即上部新近系油气藏组合、中部古近系油气藏组合、下部潜山油气藏组合。该区构造演化整体可划分为5个阶段：①构造抬升期（中侏罗世—白垩纪末期）；②裂陷Ⅰ幕（古新统孔店组—渐新统沙河街组三段沉积时期）；③裂陷Ⅱ幕（渐新统沙河街组三段—沙河街组二段沉积时期）；④裂陷Ⅲ幕（渐新统沙河街组二段—东营组一段沉积时期）裂后热沉降坳陷幕（中新统馆陶组—上新统明化镇组下段沉积时期）；⑤新构造运动改造阶段（上新统明化镇组上段沉积时期至今）[10]（图1）。

2 样品及实验

图1 渤中西次洼区域位置及地层综合柱状图

本次研究的样品均取自于渤中西次洼CFD12-6构造带和BZ8构造带实际钻井岩心及原油。烃源岩样品分别取自5口单井的沙河街组、东营组暗色泥岩段，每口井分层间隔采样共31件；储层包裹体样品选择4口单井的3套油气成藏组合储层，间隔采样共39件；原油样品取自各单井产油层位试油样共8件。

烃源岩总有机碳含量（TOC）、镜质体反射率（Ro）、干酪根类型及岩石热解检测实验的检测依据分别为GB/T 19145—2003《沉积岩中总有机碳的测定》、SY/T 5124—2012《沉积岩中镜质体反射率测定方法》、SY/T 5125—1996《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法》及GB/T 18602—2012《岩石热解分析》。完成本次实验分析的设备包括：碳硫分析仪 CS-230 3593、显微分光光度计 (20100427VA3)、BX50生物显微镜7K05748及BX50生物显微镜7K05748等。

烃源岩样品抽提物和原油色质谱实验检测依据为GB/T 18606—2001《气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》，先经索氏抽提后，采用硅胶/氧化铝柱色层分离法进行族组分分离，分别用正己烷、二氯甲烷/正己烷（体积比3∶1）及二氯甲烷/甲醇（体积比2∶1）洗脱，得到饱和烃、芳香烃和非烃组分。对饱和烃进行尿素络合法获取正构烷烃单体烃组分，然后对其进行色谱（GC）和色谱—质谱联用仪（GC-MS）分析。

流体包裹体镜下观察分析及显微测温，岩相学分析使用Leica DMRX HC显微镜完成；显微测温使用LINKAM THMS600型冷热台进行，分辨率在0.1℃左右，测温范围介于－196～600 ℃，加热测温误差约为1 ℃，冷冻温度测量误差约为0.1 ℃，测试条件为温度20 ℃、湿度30%。

烃源岩TOC、Ro、干酪根类型、岩石热解、烃源岩样品抽提物和原油色质谱实验均在中海油实验中心渤海实验中心完成，流体包裹体岩相学分析及显微测温在中核集团核工业北京地质研究院完成。

3 潜山油气藏油气来源

3.1 烃源岩地球化学特征

渤中凹陷作为渤海湾盆地主要的富烃凹陷之一，其西次洼主要发育沙河街组三段、沙河街组一段及东营组二段下3套烃源岩。实验结果表明：东二段下烃源岩TOC介于0.36%～2.13%，平均小于1.00%，热解烃量[（S1+S2）]及总烃含量平均为4.05 mg/g、813.7 μg/g；沙一段烃源岩TOC为1.04%，(S1+S2)为0.62 mg/g，总烃含量为164.68 μg/g；沙三段烃源岩有机质丰度高，TOC介于0.34%～4.29%，平均为2.06%，(S1+S2)及总烃含量平均为 9.35 mg/g、604.5 μg/g。依据中国陆相盆地泥质岩类有机质类型和丰度评价标准[11]，沙三段为好—最好烃源岩，沙一段及东二段下烃源岩品质相对较差，为中等—好烃源岩；上述3套烃源岩均主要为偏腐泥混合型干酪根，存在少量的偏腐殖混合型干酪根，它们均具有较好的生烃能力；由于烃源岩样品的井位分布在低凸起带，其镜质体反射率相对较低，未能准确反映洼陷内烃源岩成熟度特征（表1）。

从烃源岩的品质来分析，潜山油气藏丰富的油气来源可能主要以沙三段烃源岩贡献为主。

3.2 油气来源分析

饱和烃色谱图形特征显示，古近系及中生界潜山储层中原油及油砂抽提物样品中烃类正构烷烃分布均较为完整，新近系储层样品有轻微降解现象；碳数分布范围介于nC17～nC35，主峰碳为nC20或nC23，表现出前峰型分布的轻碳组分优势（图2-a、b、c），三者具有一致性。东二段下烃源岩主峰碳为nC22，中—前峰型分布的轻碳组分优势；沙三段和沙一段烃源岩同样出峰完整且均表现出前峰型分布的轻碳组分优势，但沙三段烃源岩与原油及油砂抽提物色谱图形更具有相似性（图2-d、e、f）。

饱和烃色谱数据表明，渤中西次洼内新近系及古近系储层原油、油砂抽提物具有一定的相似性，介于0.6～2.0，显示主要为轻碳组分优势，奇偶优势比（OEP）均大于1.0，明显的偶碳数优势；姥植比（Pr/Ph）介于0.22～1.21，Pr/nC17和Ph/nC18差异不大，均小于1，显示强还原环境来源有机质[12]。而中生界潜山储层原油样品Pr/Ph相对较高，平均在1.1左右，其他特征与浅层原油及油砂抽提物相似。东二段下烃源岩显示偏重碳组分优势，分布在0.5左右，OEP均大于1.0，明显的偶碳数优势；Pr/Ph介于0.57～1.41，Pr/nC17和Ph/nC18差异不大，均小于1，显示弱还原环境来源有机质；沙一段烃源岩样品显示，C21-/C22+为3.3，明显的轻碳分布优势，Pr/Ph为1.2，弱还原环境来源有机质；而沙三段烃源岩与沙一段样品特征相似，但其特征与中生界潜山储层中原油特征更为相似。

表1 渤中西次洼烃源岩地球化学特征表

图2 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烃源岩色谱特征图

Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18三角图（图 3）显示，中生界潜山储层中原油样品接近分布在淡水湖相环境，与沙三段烃源岩更为接近；而新近系储层中原油样品与东二段下烃源岩具有一定相似性，但并不完全相似，主要分布于半咸水—咸水环境。

萜烷（m/z=191）、甾烷（m/z=217）谱图的图形特征显示，新近系及中生界潜山储层中原油、油砂抽提物萜烷谱图相似性较高，均表现出Ts＞Tm，伽马蜡烷含量相对不高；甾烷谱图显示中生界潜山储层样品中重排甾烷含量相对较高，可能具有相对较高的成熟度，二者规则甾烷基本表现出正“V”形，一定的C27优势，三者均具有较高的4-甲基甾烷特征（图4-a、b、c）。而东二段下烃源岩萜烷谱图显示其伽马蜡烷含量更低，且甾烷中4-甲基甾烷含量也较低；沙一段烃源岩重排甾烷含量较低，4-甲基甾烷含量中等，且为C29优势，指示高等陆源有机质输入；沙三段烃源岩与原油及油砂抽提物甾萜烷谱图相似度较高，较高的4-甲基甾烷及重排甾烷含量（图4-d、e、f）。

图3 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烃源岩Pr—Ph三相图

从甾、萜烷数据可以看出，渤中西次洼古近系沙三段、沙一段主力烃源岩伽马蜡烷含量中等，伽马蜡烷/C30藿烷介于0.04～0.29，整体表现为有机质沉积水体盐度不高，可能为微咸水沉积环境[13-15]。三环萜烷/C30藿烷介于0.15～0.44，主体数据相对较高；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于 0.19～0.47，孕甾烷含量及升孕甾烷含量均较高；规则甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜ αααC29（20R），其中沙三段烃源岩αααC27（20R）所占比例均大于35%，指示低等水生生物有机质输入优势，而沙一段烃源岩为32%，指示出高等陆源植物有机质输入优势[16]。东二段下烃源岩与沙河街组烃源岩差异明显，其伽马蜡烷含量相对更低，伽马蜡烷/C30藿烷介于0.05～0.15，其有机质沉积水体盐度更低；三环萜烷/C30藿烷介于0.07～0.27，主体数据相对较低；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于0.21～0.45，孕甾烷及升孕甾烷含量较低；规则甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜ αααC29（20R），指示低等水生生物有机质输入优势。

渤中西次洼新近系、古近系及中生界潜山储层中原油、油砂抽提物样品分析数据显示，三者相似性较高，其伽马蜡烷含量中等，伽马蜡烷/C30藿烷在0.15左右，整体表现为有机质沉积水体盐度不高，可能为微咸水沉积环境。三环萜烷/C30藿烷介于0.31～3.22，主体相对较高；（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）介于0.46～1.16，孕甾烷及升孕甾烷含量较高；规则甾烷分布，αααC27（20R）＞ αααC28（20R）＜αααC29（20R）， 其 中 αααC27（20R） 所 占 比 例 均大于35%，指示低等水生生物有机质输入优势；与成熟度相关的生物标志化合物参数，Ts/(Tm＋Ts)介 于 0.51～ 0.66，regC27/C27介 于 0.24～ 0.30，αααC2920S/(20S+20R)的比值为 0.38 ～ 1.00，C29ββ/(αα+ββ)为0.42～0.87，接近热演化平衡点，表明已经处于成熟状态[17-18]，其中中生界潜山储层样品显示出相对更高的成熟特征，而新近系原油样品则存在着部分低熟油。

图4 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烃源岩甾、萜烷质量色谱图

从 规 则 甾 烷 αααC27（20R）、αααC28（20R）、αααC29（20R） 三相图（图 5）中可进一步发现，沙一段烃源岩母质更偏向于以陆生植物为主的混合输入，沙三段烃源岩母质输入以低等浮游生物为主，东二段下烃源岩母质更偏向于以低等浮游生物为主的混源输入。结合3套油气藏组合原油样品特征分析成果，进一步确定沙三段烃源岩为油气输入的主力烃源岩。三环萜烷交汇图（图6）能更直观地反映出其油—源特征，证明其深层潜山油气与沙三段烃源岩的亲缘关系，而浅层油气则更偏向于混源输入[12]。

图5 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烃源岩规则甾烷三相图

图6 渤中西次洼原油、油砂抽提物及烃源岩三环萜烷交汇图

综合对浅层—深层3套油藏组合原油或油砂抽提物与渤中西次洼内3套烃源岩生物标志化合物特征进行相似性分析，大致可以分为两种类型。第一类原油主要来自洼陷内沙三段烃源岩，表现为Pr/Ph≥1.0，具有前峰型分布的轻碳组分优势（图2-b、c、f），介于0.6～2.0，Ga/C30H＜0.15，（孕甾烷＋升孕甾烷）/C29ααα（20R）≥0.3，高4-甲基甾烷及甲藻甾烷含量（图4-a、b、c、f）；第二类原油主要来自洼陷内沙三段烃源岩，混合东二段下烃源岩，表现为Pr/Ph＜1.0，中前峰型分布特征（图2-a、d），分布在0.5左右，Ga/C30H＜0.10，与两套烃源岩无明显差别，表现出明显的混源特征。结合3套油藏组合原油生物标志化合物特征，中生界潜山储层中原油组成以第一类为主，表明沙三段作为主力供烃源岩；新近系馆陶组、明化镇组及古近系东营组储层中原油以第二类为主。

4 潜山油气藏成藏过程

4.1 流体包裹体特征

根据包裹体相态特征可以将渤中西次洼包裹体分为油包裹体和含烃盐水包裹体两类。包裹体宿主矿物以石英和方解石为主，主要赋存在石英颗粒微裂缝、石英次生加大边、方解石胶结物中，或沿裂缝呈条带状分布，或呈孤立状、群带状及串珠状分布（图7-a、b、d、g、h），个别样品石英颗粒中见大量气液两相盐水包裹体（图7-e），盐水包裹体以透明无色、灰色、浅褐色为主。单偏光下烃类包裹体呈现淡黄色、灰色、黄褐色等（图7-b、d、f），在UV荧光激发下，油包裹体可以呈现黄色、黄绿色、绿色、蓝白色等（图7-a、c、g、i）。对包裹体的镜下观察结果表明，烃类成熟度分布不一，显示存在多期油气的充注且成藏过程复杂[19-22]；岩石空隙及裂缝普遍显示荧光且发现大量油包裹体沿裂缝呈条带状发育（图7-g、i），表明微裂缝为微观油气运移通道，并表现出明显的晚期油气成藏特征[23]。

4.2 油气充注时间及期次

图7 渤中西次洼典型包裹体镜下特征照片

依据储层中含烃盐水包裹体均一温度结合热演化史可以恢复油气充注期次，以渤中西次洼CFD12-6构造带为典型范例，其赋存产状不同的含烃盐水包裹体的均一温度特征表明，从浅层油气储层到深层油气储层的3套油气成藏组合成藏期次不一致。新近系明化镇组储层存在两期油气充注过程（图8-a），50～60 ℃为相对较早期充注，70～80 ℃为相对晚期充注，这两期油气充注为洼陷近源油气充注。而100～120 ℃为来自洼陷深部高温流体的快速充注，捕获温度已高于储层背景温度，这一期次的油气充注伴随前两期油气充注过程，在沟通洼陷深部断层开启时发生。新近系馆陶组储层主要存在一期油气充注过程（图8-b），其均一温度峰值介于80～90℃。古近系储层主要存在一期油气充注过程（图8-c），其均一温度峰值介于80～90 ℃，且也同样存在高于背景温度所捕获的含烃流体包裹体，均为来自洼陷深部高温流体的快速充注。中生界潜山储层主要存在一期油气充注过程（图8-d），其均一温度峰值介于100～110 ℃，但在其主油气充注期后，晚期浅层油气充注时，也存在少量油气的充注过程。

综合以上分析认为，渤中西次洼油气充注时间均为晚期，分为三期，在距今11～9 Ma油气先充注中生界潜山储层，并在距今5～3 Ma分别往浅层储层进行充注，最后在距今1 Ma左右油气充注明化镇组储层。其中在沟通洼陷深部断层开启时期，来自洼陷深部高温流体对其进行快速充注，导致含烃流体包裹体均一温度较储层背景温度高（图9）。

4.3 渤中西次洼油气成藏机理

图8 渤中西次洼CFD12-6-A井包裹体均一温度分布图

图9 渤中西次洼CFD12-6-A井热演化史对应包裹体均一温度特征图

渤中西次洼存在着3种油气输导通道：断层、砂体以及不整合面（图10）。砂体、断裂及不整合面纵横交错，形成复合型输导网络[24]。断裂体系及不整合面构成沟通烃源岩和浅层圈闭的垂向断裂—不整合面输导通道，而深层与烃源岩接触且稳定发育的大套砂体以及浅层馆陶组厚层砂砾岩分别是油气进行初次运移和二次分配的“中转站”[25]，沙三段与烃源岩接触的砂体以及明下段与断层沟通的砂体均是油气储集的有利场所。早期因构造抬升暴露地表形成的多套不整合面则作为沟通凹陷内主要烃源灶的“桥梁”，在油气二次运移过程中提供远距离的疏通体系。在明确了渤中西次洼油气充注时间及期次的基础上，结合输导体系及油气来源，油气成藏过程可以划分为4个阶段：①第1阶段成藏，距今11～9 Ma，洼陷内沙三段烃源岩已处于生油窗阶段，东二段下烃源岩尚未开始大量生烃，在新构造运动期，连通基底断层开启，沙三段烃源岩生成的油气主要沿断层及不整合面优先对中生界及太古界潜山储层进行充注；②第2阶段成藏，距今5～3 Ma，此时沙三段烃源岩继续充注中生界及太古界潜山储层的基础上，并沿不整合面及断层继续向上运移充注古近系及新近系储层，此时古近系沙三段烃源岩依旧为主力烃源灶；③第3阶段成藏，距今约1 Ma，古近系沙三段烃源岩继续向上运移成藏，主要沿断层、不整合面及砂体，对新近系浅层储层进行充注，此时沙三段烃源岩油气向上运移过程中混合东营组烃源岩所生成低熟油气混源输入；④第4阶段成藏，渤中西次洼深洼内的沙三段烃源岩所生成高温烃类流体在断层全部开启时，沿断层、不整合面及砂体由下及上快速充注，从深层—浅层3套油气成藏组合均有油气充注，此过程具有间断快速充注的特征。渤中西次洼油气成藏模式如图10所示。

图10 渤中西次洼油气成藏模式图

5 结论

1）渤中西次洼共计发育E2s3、E2s1及E3d22等3套烃源，周缘凸起带油气储层为中生界火山岩及太古界变质岩、古近系—新近系三角洲—河流相砂岩孔隙性。洼陷生成的油气沿断层不整合面向斜坡带运移周缘构造带内聚集成藏，形成了3套油气成藏组合，具有复式油气聚集带成藏的特点。

2）该次洼内3套油气成藏组合原油生物标识化合物具有低姥植比、较低伽马蜡烷含量、高4-甲基甾烷含量、高甲藻甾烷含量的特征，与沙三段烃源岩生物标志化合物特征相似度高，沙三段烃源岩为该洼陷内的主力烃源岩层；沙三段烃源岩在该次洼内均已进入生油窗，与油藏内原油物性及成熟度存在着匹配关系；东二段下烃源岩成熟度相对较低，仅与浅层古近系及新近系油气藏具有一定的相似性，晚期与沙三段烃源岩混源输入浅层油气藏。

3）上述3套油气成藏组合分别经历了4期油气成藏过程：在距今11～1 Ma，纵向上呈现油气优先充注深层中生界及太古界潜山储层，后依次向上运移充注浅层古近系及新近系储层；在此成藏过程中，来自深洼内的沙三段烃源岩对3套油气成藏组合均有重要贡献，该区油气的成藏模式为高温流体多次短期快速充注。